Accurate evaluation of source rocks in source-reservoir integration: a case study of source rocks in Lucaogou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin
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摘要: 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷中二叠统芦草沟组源储一体，岩心样品中常见原油浸染现象，导致烃源岩评价参数测定不准。针对这种现象，利用氯仿抽提技术，分析了运移烃类对烃源岩评价结果的影响，细分岩性准确评价了该区芦草沟组源储一体烃源岩的生烃潜力。结果显示：（1）烃源岩中可溶有机质烃类含量越高，会导致烃源岩有机碳测定值偏差越高，热解参数S1、S2值增大，Tmax值降低，氢指数增大，对于源储一体烃源岩应先进行氯仿抽提，再进行热解分析。（2）吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩以泥岩类有机质丰度最高，属于好—最好的生油岩，其次为白云岩类，属于好的生油岩，灰岩属于中等—好的生油岩，粉砂岩类主要为差生油岩；烃源岩有机质类型以Ⅰ型、Ⅱ1型、Ⅱ2为主，少量Ⅲ型，整体达到成熟大量生油阶段。抽提后的烃源岩有机碳含量、氢指数及Tmax值，可有效用于源储一体烃源岩及油浸烃源岩的准确评价。Abstract: In the Middle Permian Lucaogou Formation in the Jimsar Sag of Junggar Basin, source rocks and reservoirs are integrated. Crude oil impregnation is very common in core samples, which leads to the inaccurate determination of source rock evaluation parameters. The impact of migrated hydrocarbon on source rock evaluation was analyzed using chloroform extraction. The hydrocarbon potential of source rocks which were integrated with reservoirs in the Lucaogou Formation was evaluated accurately in view of different lithologies. The higher the content of soluble hydrocarbons in the source rock, the higher the deviation of the measured value of the source rock's total organic carbon, the higher the pyrolysis parameters S1 and S2, the lower the Tmax value, and the higher the hydrogen index. For source rocks integrated with reservoirs, chloroform extraction should be performed first, followed by pyrolysis analysis. For the Lucaogou source rocks in the study area, mudstones have the highest abundance of organic matter and comprise the best source rocks, followed by dolomites, which are good source rocks. Limestones are medium-good source rocks, while siltstones are mainly poor source rocks. The organic matter types of source rocks are mainly type Ⅰ, type Ⅱ1, and type Ⅱ2, with a small amount of type Ⅲ, which has reached the mature oil production stage. The organic carbon content, hydrogen index, and Tmax value of extracted source rocks can be effectively used for the accurate evaluation of the source rocks integrated with reservoirs or impregnated with oil.
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准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组整体为咸化湖细粒沉积，分布范围广、厚度大，为吉木萨尔凹陷最主要的一套烃源岩[1-5]。2010年以来，该区在芦草沟组获得重大突破，吉23等多口井在该组相继获得工业油流，展示了页岩油勘探的良好前景。由于页岩油气不同于常规油气特性，在勘探生产中面临着许多问题亟待解决。芦草沟组地层源储一体，砂泥交互分布或紧密接触，烃源岩生成的油气大量吸附在干酪根有机质孔和邻近致密储层中，导致所取岩心样品中有明显的原油浸染现象。受运移有机质烃类的影响，泥岩、粉砂岩及白云岩分析测定的有机碳含量、热解生烃潜量值均较真实值偏高，按照烃源岩评价标准[6]，属于好生油岩范围。烃源岩中粉砂岩类有机质丰度低，将其评价为好生油岩明显与地质事实不相符。如何进行源储一体烃源岩真实生烃潜力评价？在对吉174井芦草沟组烃源岩热解分析中发现Tmax值随埋深增大并非增大，而是出现减小的异常现象[7]。如何准确评价源储一体烃源岩成熟演化阶段？前人对烃源岩热解分析参数异常原因也进行过相关研究[8-11]，认为可溶有机质、干酪根的显微组分类型、矿物吸附、火成岩侵入、称样量等均可造成热解参数异常，但未对源储一体烃源岩进行相关研究。
本文在前人研究的基础上，通过对源储一体烃源岩进行氯仿抽提前处理，对比发现运移烃类对烃源岩分析结果的影响，细分岩性准确评价了吉木萨尔凹陷芦草沟组源储一体烃源岩的生烃潜力，确定了主力烃源岩。
1. 实验与样品
选取吉木萨尔凹陷吉251井、吉303井、吉305井岩心样品(图 1，表 1)，岩性主要包括白云岩、白云质泥岩、泥质灰岩、泥岩和泥质粉砂岩；采用氯仿抽提法去除岩石中的可溶有机质，对比抽提前、后岩石热解参数的变化。具体实验方法如下：(1)将岩石样品粉碎后，过100目筛；(2)对筛后样品进行氯仿沥青“A”抽提分析；(3)将抽提后的样品晾干，利用XH-C型旋涡混合器将样品混合3 min以上，进行有机碳和热解分析，样品混匀前与混匀后的岩石热解参数符合《岩石热解分析: GB/T 18602—2012》标准中相对双差与偏差要求。
表 1 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩样品信息Table 1. Characteristics of source rocks in Lucaotou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin井号 深度/m 岩性 ω(TOC)/% 氯仿沥青“A”/‰ 抽提前 抽提后 吉251 3 598.78 褐灰色白云岩 1.55 1.04 0.831 7 吉251 3 601.12 深灰色白云质泥岩 2.23 1.26 2.026 6 吉251 3 602.14 灰色白云质泥岩 7.45 7.14 0.411 4 吉251 3 610.11 深灰色泥质灰岩 1.22 1.18 0.030 8 吉251 3 614.03 深灰色泥质灰岩 1.43 1.40 0.026 7 吉251 3 619.58 深灰色泥岩 3.66 2.40 2.452 2 吉251 3 620.74 深灰色泥岩 4.08 3.88 0.154 6 吉251 3 623.52 灰色白云质粉砂岩 1.34 0.59 1.144 7 吉251 3 624.48 深灰色白云质泥岩 3.36 3.15 0.333 0 吉251 3 631.16 深灰色泥岩 5.60 5.19 0.208 0 吉251 3 635.21 灰黑色灰质白云岩 1.07 1.05 0.032 9 吉251 3 728.54 深灰色泥岩 2.00 1.80 0.205 2 吉251 3 742.64 灰色粉砂岩 2.94 1.06 2.404 8 吉251 3 747.21 灰色泥质粉砂岩 2.59 1.32 1.665 5 吉303 2 576.91 灰色灰质白云岩 0.96 0.58 0.568 8 吉303 2 581.96 灰色白云质泥岩 2.82 1.59 1.816 1 吉303 2 582.92 深灰色白云质泥岩 5.05 3.66 1.835 8 吉303 2 589.30 深灰色白云质泥岩 5.94 5.08 1.180 1 吉303 2 592.16 深灰色泥质白云岩 11.60 10.90 0.772 8 吉303 2 596.48 深灰色泥岩 5.21 4.58 0.764 7 吉305 3 398.38 深灰色泥岩 7.77 6.83 1.221 4 吉305 3 400.01 深灰色泥岩 7.83 6.96 0.786 2 吉305 3 404.48 灰色泥质白云岩 1.58 1.21 0.673 0 吉305 3 414.82 灰色白云质泥岩 7.10 6.82 0.373 4 吉305 3 436.28 灰色灰质粉砂岩 5.98 5.60 0.424 6 2. 结果与讨论
2.1 可溶有机质对烃源岩有机碳测定的影响
烃源岩有机碳是评价烃源岩生烃潜力的一项重要指标[12-13]。通过对吉木萨尔凹陷芦草沟组源储一体烃源岩抽提前、后有机碳差值分析，发现抽提后岩石有机碳值均发生降低(表 1和图 2a)，说明可溶有机质会导致烃源岩有机碳值偏高，不能代表烃源岩有机碳真实值。且随着烃源岩氯仿沥青“A”含量增大，抽提前、后有机碳差值呈线性增大(图 2b)。样品可溶氯仿沥青“A”含量为0.026 7‰~2.452 2‰，抽提前、后有机碳差值为0.03%~1.88%(表 1)，对于被可溶有机质浸染的烃源岩，应先采用氯仿抽提去除烃源岩样品中的可溶有机质，然后再进行有机碳分析，确保数据的准确性。
图 2 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩有机碳抽提前、后特征Figure 2. Organic carbon content changes before and after chloroform extraction of source rocks in Lucaotou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin2.2 可溶有机质对烃源岩热解参数S1和S2的影响
烃源岩热解参数S1、S2是评价烃源岩生烃潜力的重要指标[14-15]。通过样品抽提前、后热解参数S1、S2值的对比可以看出，烃源岩中可溶有机质一部分进入S1，另一部分进入S2，导致测定的S1、S2值均偏大。采用氯仿抽提后，热解分析中烃源岩游离烃S1值接近于零(图 3a)，热解烃S2也明显下降(图 3b)。这是因为在常规热解分析条件下，可溶烃重质组分在热解烃S2分析起始温度300 ℃时未热蒸发，进入热解烃S2中，导致S2值增大，因此抽提后S2值也随之降低。抽提前芦草沟组烃源岩生烃潜量S1+S2值大于6 mg/g的样品占总数的84%，抽提后大于6 mg/g的样品所占百分比下降到56%。抽提后S1+S2值小于6 mg/g的样品比例增加，说明可溶有机质会造成烃源岩生烃潜力评价偏高。对含油烃源岩进行抽提处理再测定热解值，对真实准确评价烃源岩生烃潜力至关重要。
图 3 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩抽提前、后S1和S2值特征Figure 3. S1 and S2 changes before and after chloroform extraction of source rocks in Lucaotou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin2.3 可溶有机质对烃源岩热解参数Tmax的影响
烃源岩热解参数Tmax是表征烃源岩成熟度的重要参数[16-17]，是烃源岩热解参数S2峰峰顶温度、烃源岩热解烃生烃速率最大时的温度，因此，Tmax与热解峰密切相关。可溶有机质的混入使S2值增大，影响了烃源岩Tmax值的测定。
通过实验分析可以看出，抽提后烃源岩Tmax值明显增大(图 4a)，且抽提前、后烃源岩Tmax差值随着可溶有机质含量增加呈2种不同增大趋势变化(图 4b)。一条趋势为抽提前、后烃源岩Tmax差值随着可溶有机质含量增加而缓慢增加；另一条趋势为抽提前、后烃源岩Tmax差值随着可溶有机质含量增加而急速增加，说明可溶有机质组成不同对Tmax值影响不同。但总体而言，大多数样品在氯仿沥青“A”小于1‰时，Tmax值变化范围小于2 ℃，在误差允许范围内；当氯仿沥青“A”大于1‰时，Tmax值变化范围为1~11 ℃，多数样品Tmax变化大于2 ℃(图 4b)。因此，当氯仿沥青“A”大于1‰时，有必要对烃源岩进行抽提，然后再进行热解分析，以取得准确的Tmax值。
图 4 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩抽提前、后Tmax特征Figure 4. Tmax changes before and after chloroform extraction of source rocks in Lucaotou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin为进一步研究不同性质可溶有机质对烃源岩热解Tmax值的影响，进行了热解模拟实验。选取芦草沟组烃源岩以及两类轻重比不同的氯仿沥青“A”为实验样品，称取50 mg左右烃源岩，分别向烃源岩中加入不同质量的氯仿沥青“A”，并进行热模拟实验，对比不同性质的氯仿沥青“A”对烃源岩Tmax的影响。实验结果见表 2和图 5。
表 2 氯仿沥青“A”含量对准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩热解参数Tmax的影响Table 2. Influence of chloroform bitumen "A" content on Tmax of source rocks in Lucaotou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin实验项目 烃源岩质量/mg 加入氯仿沥青“A”质量/mg S1/(mg·g-1) S2/(mg·g-1) Tmax/℃ 烃源岩样品+重质氯仿沥青“A” 50.04 0.00 0.40 2.33 438 50.03 0.31 2.03 4.18 436 50.11 0.52 3.09 6.16 433 50.08 1.04 7.46 11.51 427 49.97 1.50 9.84 13.92 426 49.99 2.02 12.64 16.98 424 烃源岩样品+轻质氯仿沥青“A” 50.04 0.00 0.40 2.33 438 50.06 0.33 2.06 3.31 435 50.12 0.49 3.59 4.78 434 50.06 1.04 6.24 7.07 432 50.16 1.48 8.44 9.24 431 50.05 1.99 9.94 10.81 430 
图 5 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩Tmax值与不同性质氯仿沥青“A”含量的关系Figure 5. Relationship between chloroform bitumen "A" content of different properties and Tmax of source rocks in Lucaotou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin本次实验选用的氯仿沥青“A”样品有两类：一类组分较重，饱和烃含量为51.49%，芳烃含量为17.86%，非烃含量为26.79%，沥青质含量为3.87%；另一类组分较轻，饱和烃含量为74.77%，芳烃含量为10.33%，非烃含量为13.37%，沥青质含量为2.13%。从实验结果(表 2)可以看出，轻重组分不同的可溶氯仿沥青“A”对烃源岩Tmax值的影响幅度不同，加入相同质量的氯仿沥青“A”，氯仿沥青“A”的重质组分含量越高，S2峰越大，Tmax值越小。吉木萨尔凹陷芦草沟组源储一体烃源岩非均质性较强，不同井位、不同深度烃源岩氯仿沥青“A”中轻重组分差异大，从热解模拟实验也可以看出，重组分含量高的氯仿沥青“A”对烃源岩Tmax值影响较大。因此，图 4b中，随着氯仿沥青“A”含量增加，Tmax值呈现2种趋势。针对源储一体烃源岩进行评价时，一定要重视可溶烃类对热解参数的影响。
2.4 可溶有机质对氢指数的影响
烃源岩氢指数(IH)是评价有机质类型的重要参数[18]。通过对比烃源岩抽提前、后的氢指数值可以看出，抽提后氢指数普遍降低(图 6a)，即岩石中含有可溶有机质会导致氢指数增大，从而影响有机质类型的评价结果；烃源岩中可溶有机质含量越大，烃源岩抽提前、后的氢指数差值也越大，为0~170 mg/g(图 6b)。因此，对于可溶有机质含量高的烃源岩样品，首先要进行抽提去除可溶有机质，再进行相关实验分析，以确保烃源岩氢指数的准确性。
图 6 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩抽提前、后氢指数特征Figure 6. Hydrocarbon index changes before and after chloroform extraction of source rocks in Lucaotou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin在烃源岩评价中，正常情况下均会含有一定的S1。前人研究[19]认为，区分烃源岩S1受外来运移烃影响的关键指标是S1/w(TOC)，其界限值为150 mg/g，大于150 mg/g则表明受外来运移烃影响。从图 7可以看出，当S1/w(TOC)>150 mg/g时，运移烃对烃源岩各项评价指标影响极大，抽提前、后TOC值变化为32.90%~63.95%，S2值变化为49.86%~77.10%，Tmax差值变化为3~11 ℃，IH值变化为15.08%~44.62%；当S1/w(TOC) < 150 mg/g时，烃源岩各项评价指标基本不受运移烃影响，抽提前、后烃源岩各项指标变化不大，TOC值变化为1.87%~12.10%，S2值变化为0~12.90%，Tmax差值变化基本小于1 ℃，IH值变化0~7.23%。总之，对于烃源岩来说，当S1/w(TOC)>150 mg/g时，需要进行抽提后再进行烃源岩评价；当S1/w(TOC) < 150 mg/g时，对烃源岩评价前无需进行抽提处理。
图 7 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩抽提前、后评价参数变化与S1/w(TOC)的关系Figure 7. Evaluation parameters vs. S1/w(TOC) before and after chloroform extraction of source rocks in Lucaotou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin2.5 分岩性评价源储一体烃源岩
吉木萨尔凹陷芦草沟组地层岩性复杂，岩性主要为泥岩类、白云岩类、粉砂岩类和少量灰岩、凝灰岩[20-22]。泥岩类包括砂质泥岩、云质泥岩、灰质泥岩和泥岩；白云岩类包括粒屑云岩、泥晶云岩和粉晶云岩；粉砂岩类包括泥质粉砂岩、云质粉砂岩、灰质粉砂岩和粉细砂岩。通过对不同岩性烃源岩进行抽提后，进行生烃潜力精细评价。
从不同岩性烃源岩分析结果看(图 8)，泥岩类样品有机质丰度最高，TOC值最高可达15.51%，均值为3.83%，大于1%的样品占86%；生烃潜量(S1+S2)最高可达176.65 mg/g，平均17.95 mg/g，大于6 mg/g的样品占66%；氯仿沥青“A”均值为0.273 8%。白云岩类烃源岩有机质丰度要低于泥岩类，其TOC最高可达12.27%，均值为2.64%，TOC值大于1%的样品占76%；S1+S2为0.26~87.96 mg/g，平均11.70 mg/g，其中S1+S2大于6 mg/g的样品占43%，总体属于中等—好的烃源岩。灰岩类烃源岩分布很少，从分析结果看，其TOC平均为2.40%，S1+S2平均为10.33 mg/g，氯仿沥青“A”均值为0.234 9%，属于中等—好的烃源岩。粉砂岩类总体有机质丰度低，TOC为0.08%~1.88%，平均0.75%；S1+S2平均值为1.33 mg/g，主要为差的烃源岩，其中，泥质粉砂岩类有机质丰度要偏高一些。凝灰岩分布较少，仅6块样品，TOC仅为0.09%~0.27%，S1+S2为0.03~0.15 mg/g，为非烃源岩。
图 8 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩有机碳与生烃潜量柱状图Figure 8. Histograms of organic carbon content and hydrocarbon generation potential of source rocks in Lucaotou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin根据芦草沟组烃源岩样品IH-Tmax图(图 9)可以看出，烃源岩母质类型总体偏好，但不同岩性非均质性强，源岩有机质类型变化范围大。泥岩类和白云岩类型最好，有机质类型以Ⅰ型、Ⅱ1型为主，少量Ⅱ2型，个别为Ⅲ型；灰岩类有机质类型以Ⅱ1型为主，少量Ⅰ型；粉砂岩类有机质类型偏差，主要为Ⅱ2型和Ⅲ型。
图 9 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩类型Figure 9. Source rock types of Lucaogou Formation in Jimsar Sag, Junggar Basin吉木萨尔凹陷西深东浅，芦草沟组从东到西埋深逐渐变深，而随着埋深的增加，其有机质的热演化程度逐渐增大。目前取到的芦草沟组烃源岩主要分布在东部地区，样品热解最高峰温Tmax值为428~459 ℃，主体为440~455 ℃，有机质热演化程度达到低熟—中高成熟，并且在平面上大部分地区处于成熟演化阶段，已经开始进入大量生排烃阶段。而在西部洼陷区，芦草沟组的埋深更大，其有机质的热演化程度应该更高。
3. 结论
(1) 吉木萨尔凹陷芦草沟组源储一体烃源岩中富含可溶有机质，会造成有机碳、热解生烃潜量、氢指数较真实值偏高，成熟度Tmax值降低。通过抽提去除可溶有机质后，得到的有机碳丰度、S1、S2、氢指数及Tmax值更符合实际。
(2) 吉木萨尔凹陷芦草沟组泥岩类和白云岩类有机质丰度最高，生烃潜力大，以Ⅰ型、Ⅱ1型为主，是芦草沟组的主力烃源岩，且已达到成熟、大量生排烃阶段，具有巨大的勘探潜力。
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图 2 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩有机碳抽提前、后特征
Figure 2. Organic carbon content changes before and after chloroform extraction of source rocks in Lucaotou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin
图 3 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩抽提前、后S1和S2值特征
Figure 3. S1 and S2 changes before and after chloroform extraction of source rocks in Lucaotou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin
图 4 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩抽提前、后Tmax特征
Figure 4. Tmax changes before and after chloroform extraction of source rocks in Lucaotou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin
图 5 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩Tmax值与不同性质氯仿沥青“A”含量的关系
Figure 5. Relationship between chloroform bitumen "A" content of different properties and Tmax of source rocks in Lucaotou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin
图 6 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩抽提前、后氢指数特征
Figure 6. Hydrocarbon index changes before and after chloroform extraction of source rocks in Lucaotou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin
图 7 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩抽提前、后评价参数变化与S1/w(TOC)的关系
Figure 7. Evaluation parameters vs. S1/w(TOC) before and after chloroform extraction of source rocks in Lucaotou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin
图 8 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩有机碳与生烃潜量柱状图
Figure 8. Histograms of organic carbon content and hydrocarbon generation potential of source rocks in Lucaotou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin
图 9 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩类型
Figure 9. Source rock types of Lucaogou Formation in Jimsar Sag, Junggar Basin
表 1 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩样品信息
Table 1. Characteristics of source rocks in Lucaotou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin
井号 深度/m 岩性 ω(TOC)/% 氯仿沥青“A”/‰ 抽提前 抽提后 吉251 3 598.78 褐灰色白云岩 1.55 1.04 0.831 7 吉251 3 601.12 深灰色白云质泥岩 2.23 1.26 2.026 6 吉251 3 602.14 灰色白云质泥岩 7.45 7.14 0.411 4 吉251 3 610.11 深灰色泥质灰岩 1.22 1.18 0.030 8 吉251 3 614.03 深灰色泥质灰岩 1.43 1.40 0.026 7 吉251 3 619.58 深灰色泥岩 3.66 2.40 2.452 2 吉251 3 620.74 深灰色泥岩 4.08 3.88 0.154 6 吉251 3 623.52 灰色白云质粉砂岩 1.34 0.59 1.144 7 吉251 3 624.48 深灰色白云质泥岩 3.36 3.15 0.333 0 吉251 3 631.16 深灰色泥岩 5.60 5.19 0.208 0 吉251 3 635.21 灰黑色灰质白云岩 1.07 1.05 0.032 9 吉251 3 728.54 深灰色泥岩 2.00 1.80 0.205 2 吉251 3 742.64 灰色粉砂岩 2.94 1.06 2.404 8 吉251 3 747.21 灰色泥质粉砂岩 2.59 1.32 1.665 5 吉303 2 576.91 灰色灰质白云岩 0.96 0.58 0.568 8 吉303 2 581.96 灰色白云质泥岩 2.82 1.59 1.816 1 吉303 2 582.92 深灰色白云质泥岩 5.05 3.66 1.835 8 吉303 2 589.30 深灰色白云质泥岩 5.94 5.08 1.180 1 吉303 2 592.16 深灰色泥质白云岩 11.60 10.90 0.772 8 吉303 2 596.48 深灰色泥岩 5.21 4.58 0.764 7 吉305 3 398.38 深灰色泥岩 7.77 6.83 1.221 4 吉305 3 400.01 深灰色泥岩 7.83 6.96 0.786 2 吉305 3 404.48 灰色泥质白云岩 1.58 1.21 0.673 0 吉305 3 414.82 灰色白云质泥岩 7.10 6.82 0.373 4 吉305 3 436.28 灰色灰质粉砂岩 5.98 5.60 0.424 6 
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表 2 氯仿沥青“A”含量对准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩热解参数Tmax的影响
Table 2. Influence of chloroform bitumen "A" content on Tmax of source rocks in Lucaotou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin
实验项目 烃源岩质量/mg 加入氯仿沥青“A”质量/mg S1/(mg·g-1) S2/(mg·g-1) Tmax/℃ 烃源岩样品+重质氯仿沥青“A” 50.04 0.00 0.40 2.33 438 50.03 0.31 2.03 4.18 436 50.11 0.52 3.09 6.16 433 50.08 1.04 7.46 11.51 427 49.97 1.50 9.84 13.92 426 49.99 2.02 12.64 16.98 424 烃源岩样品+轻质氯仿沥青“A” 50.04 0.00 0.40 2.33 438 50.06 0.33 2.06 3.31 435 50.12 0.49 3.59 4.78 434 50.06 1.04 6.24 7.07 432 50.16 1.48 8.44 9.24 431 50.05 1.99 9.94 10.81 430
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